În raportul sesiunii de lucru Petrol și Gaze Naturale, din cadrul procesului de elaborare a Strategiei Energetice a României 2016-2030, cu perspectiva anului 2050 a fost propusă constituirea unui Dispecerat național integrat pentru toate formele de energie, cu rol în asigurarea securității și siguranței în funcționare a sistemelor de transport și distribuție, cu acces la toate datele de prognoză. O altă propunere se referă la liberalizarea parţială a preţului gazelor pentru populaţie, din 1 iulie şi realizarea unui studiu pentru liberalizarea completă. În ceea ce priveşte complexele energetice Oltenia şi Hunedoara, a apărut varianta ca grupurile energetice ale acestora să treacă de pe cărbune pe gaze naturale. O altă propunere se referă la obligarea publicării planurilor de dezvoltare a rețelei pentru operatorii de distribuție a gazelor.
Piața de energie electrică și piața gazului natural au evoluții similare la nivel european, ceea ce face posibilă integrarea mai puternică a celor două piețe atât la nivel angro, cât și en-detail.
Pe piața cu amănuntul există interes din partea furnizorilor pentru prestarea de servicii integrate, ceea ce va accentua concurența, atât timp cât sunt evitate monopolurile zonale. Pe piața angro este necesară corelarea celor două piețe de energie, pentru a evita ca dezechilibrele din piața gazului natural, care se transferă ulterior la cea de energie electrică și invers, să fie resimțite de consumatorul final. Pentru aceasta, este necesar ca cele două piețe să atingă un grad de maturizare comparabil, ceea ce presupune armonizarea legislației secundare. Astfel, se impun finalizarea cu celeritate a actualizării Codului de Rețea al SNTGN, precum și crearea unui punct virtual de tranzacționare (PVT) pentru gazul natural. De asemenea, sunt necesare măsuri pentru creșterea gradului de lichiditate a piețelor de tranzacționare a gazului din România, astfel încât prețul să reflecte cât mai corect condițiile de moment pe piață și să servească la echilibrarea acesteia.
Dar, apariția unei piețe de echilibrare pentru gazul natural ar putea crea costuri suplimentare pentru consumator. Înmagazinarea gazului natural în rețelele detransport și distribuție, în măsura permisă de starea tehnică a acestora, ar putea asigura un nivel suficient de flexibilitate în piață, alături de modernizarea capacităților de stocare existente.
Integrarea pieței de energie electrică cu cea de gaz natural duce la corelarea echilibrării sistemelor aferente (SEN și SNTGN), cu beneficii tehnice și economice.
Totuşi, funcționarea optimă a pieței de gaz natural din România nu poate fi realizată înainte de intrarea în funcțiune a interconexiunilor cu flux bidirecțional cu piețele statelor vecine.
România, hub regional
În procesul de creare a pieței comune a gazului natural la nivel regional și, ulterior,european, România are perspectiva de a deveni un hub al pieței regionale a gazuluinatural. Hub-ul se amplasează acolo unde se înregistrează o concentrare semnificativă a surselor, cum ar fi un bazin gazeifer major și/sau un nod important al unor rute de transport internaționale. Comercializarea gazului natural în hub necesită interconectări fizice între liniile de transport spre hub (entry points) și cele de ieșire din hub (exit points). În plus, pentru a-și îndeplini funcțiunile și rolul în regiune, hub-ul este deservit de stații de comprimare, depozite de înmagazinare și, după caz, de terminale de import și export GNL. Tranzacțiile cu gaz natural în hub sunt standardizate și se pot derula fie bilateral, fie în cadrul unei platforme organizate de tranzacționare (bursă).
Dar, pentru a deveni funcţional acest hub, este necesar să se realizeze interconectările cu ţările vecine, în ambele sensuri, import/export de gaze. Planul de Dezvoltare al Transgaz, compania care operează Sistemul Național de Transport al Gazului Natural (SNTGN), pentru perioada 2014-2023 prevede o serie de proiecte de interconectare cu sistemele statelor vecine: cu Ungaria, pe relația Arad-Szeged; cu Bulgaria, pe relația Giurgiu-Ruse; cu Ucraina, pe relația Cernăuți-Siret şi cu Republica Moldova, pe traseul Drochia-Ungheni-Iași. De asemenea, este din ce în ce mai aproape demararea proiectului interconectorului BRUA (Bulgaria – România – Ungaria – Austria). Exportul fizic de gaze din România este, în prezent, serios limitat, din cauza presiunii scăzute în SNTGN față de cea din sistemele de transport ale țărilor vecine. Abia la orizontul anilor 2019-2020, dacă lucrările de modernizare a SNTGN vor fi realizate la timp, exportul fizic ar putea deveni suficient de mare încât să aibă un impact asupra pieței de gaz natural.
În plus, Transgaz va trebui să realizeze conectarea câmpurilor din Marea Neagră, unde, se pare, există rezerve importante de gaze naturale, cu sistemul naţional.
Pe de altă parte, gradul redus de utilizare a SNTGN și a rețelelor de distribuție, dimensionate pentru o cerere triplă de gaz natural și consum, în special în unități industriale mari, generează dificultăți tehnice în operare și mentenanță și costuri mari de operare. Parțial din cauza nivelului scăzut al prețului reglementat și al taxelor de consum al gazului natural, dar și din cauza costului mare de operare a infrastructurii, România este statul european cu cea mai mare pondere a tarifelor pentru utilizarea infrastructurii în prețul final al gazului natural. Astfel, situația din prezent este complet diferită de cea pentru care infrastructura a fost proiectată, acum circa 50 de ani, iar multe echipamente au ajuns la limita duratei normate de funcționare, impunându-se înlocuirea lor. Este necesară o regândire de amploare a funcționării sistemelelor de transport și de distribuție a gazului natural. Un aspect cheie al acestei transformări este adaptarea parametrilor tehnici pentru asigurarea transportului în regim de înaltă presiune, la un nivel apropiat de cel la care operează sistemele de transport ale statelor vecine. De asemenea, este necesar un model de piață structurat pe principiile pieței libere, ale protecției consumatorului vulnerabil, precum și pe dimensiunile Uniunii Energetice europene. Un alt aspect ce trebuie implementat este asigurarea echilibrării zilnice și, pe termen mediu, chiar orare a SNTGN.
Oltenia şi Hunedoara ar putea trece pe gaze
Traseul BRUA, prin care se vor putea exporta gaze naturale din producţia internă, este situat în apropierea grupurilor ce produc energie electrică pe bază de cărbune în cadrul Complexelor Energetice Oltenia și Hunedoara (Craiova, Ișalnița, Turceni, Paroșeni, Deva). Asigurând aprovizionarea cu gaz natural la presiune corespunzătoare, din surse diverse, atât interne, cât și din import, BRUA ar putea spori atractivitatea platformelor acestor complexe energetice pentru investiții în centrale moderne, eficiente și flexibile pe bază de gaz natural. Deși nu oferă o soluție pentru sectorul minier, un astfel de proiect, implementat pe măsura creșterii capacității BRUA și a retragerii grupurilor pe bază de cărbune la sfârșitul duratei de viață și funcționare eficientă, ar avea avantajul de a utiliza capacitatea existentă de injectare a energiei electrice în SEN și ar păstra locurile de muncă din cadrul complexelor energetice, precum și furnizarea agentului termic în localitățile deservite în prezent.
Dar, competiția între cărbune și gaz natural rămâne acută în mixul de energie electrică din UE, întrucât prețul cărbunelui este foarte mic, iar costul certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (CO2) este în continuare scăzut. Din acest motiv, o altă tendință ce se manifestă la nivel european este scăderea sau plafonarea cererii de gaz natural, pe fondul măsurilor de eficiență energetică și al creșterii economice lente. Scăderea consumului în UE în anul 2015 a fost de 20% față de anul 2005. Pe piața de energie electrică, utilizarea gazului natural este constrânsă de schemele de susținere pentru sursele regenerabile și de viabilitatea lor comercială crescândă, datorată costului în scădere al tehnologiilor de generare fotovoltaice și eoliene.
Reamintim, un factor tot mai însemnat de impact asupra cererii de petrol și, în general, de combustibili fosili, ține de politicile climatice tot mai ambițioase și mai ferme de decarbonizare a utilizării energiei. Un efect previzibil este o creștere a ponderii energiei electrice în structura consumului global de energie și o scădere graduală a ponderii combustibililor fosili în mixul de energie electrică.
Între combustibilii fosili, gazul natural este văzut ca favorit, ca urmare a emisiilor relativ reduse de GES și flexibilității instalațiilor de ardere pe bază de gaz natural. Cărbunele și-a mărit ponderea în mixul global de energie, de la 23% în anul 2000, la 29% în prezent, însă acest val de creștere și-a pierdut din intensitate. Prognozele de creștere susținută a activității industriale în economiile emergente au dus la investiții majore în producția de cărbune, dar, în fapt, cererea a scăzut în ultimii ani, antrenând prăbușirea prețului și conducând la capacități neutilizate.
De altfel, şi Raportul IEA pe anul 2015, “Energie și schimbări climatice”, arată că se pot lua mai multe măsuri pentru reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră în sectorul energetic, cu scopul limitării încălzirii globală la maxim 2°C față de nivelul preindustrial. Printre aceste măsuri se numără creșterea eficienței energetice pentru toate ramurile de consum, dar şi reducerea progresivă a folosirii grupurilor pe bază de cărbune, cu tehnologii ineficiente, și înlocuirea acestora cu capacități pe bază de gaz natural (preferabil cu captură și stocare a CO2). Acestea funcționează de obicei în ciclu combinat gaz-turbină (CCGT) și produc doar jumatăte din cantitatea deemisii de CO2 pe unitatea de energie electrică generată (și emisii mult mai scăzute ale altor poluanți), în comparație cu centralele pe bază de cărbune. De asemenea, centralele CCGT participă prompt și eficient la echilibrarea sistemelor energetice care utilizează masiv energia eoliană și fotovoltaică. Practic, gazul natural are un rol complementar – cheie în implementarea politicilor de decarbonizare a economiei.
Liberalizare parțială a prețului la gaze la 1 iulie 2016
Prețul scăzut al gazului natural în Europa (nivelul estimat pentru perioada iunie-august 2016 este de 63 lei/MWh) probabil că va ajunge în curând sub nivelul celui reglementat în România. Conform calendarului de dereglementare, prețul reglementat ar urma să crească la 66 lei/MWh de la 1 iulie 2016, față de 60 lei/MWh în prezent. O situație în care prețul reglementat este mai mare decât prețul gazului natural de import ar fi inedită, eliminând rațiunea prețului reglementat, cel puțin pentru perioada în care persistă această situație, cu implicații asupra activității autorității de reglementare și a tuturor actorilor din piață. O soluție pentru a evita această situație ar putea fi liberalizarea parțială a prețului la data de 1 iulie 2016, cu păstrarea unui plafon conform calendarului de dereglementare în vigoare. Astfel, se poate evita scăderea prețului gazului de import sub nivelul prețului reglementat, fără a risca o creștere accelerată a prețului la consumatorii casnici, în cazul în care prețul gazului natural din import revine la un nivel superior celui prevăzut în calendarul de dereglementare.
Pentru dereglementarea integrală și finalizarea procesului de liberalizare a prețului gazului natural în România pentru toți consumatorii este necesară elaborarea unui studiu de impact. Acest studiu trebuie să estimeze riscul revenirii prețului regional al gazului natural peste nivelurile prevăzute în calendarul de dereglementare, respectiv să facă o analiză a implicațiilor pe care acest risc le poate avea asupra nivelului subvențiilor și ajutoarelor la încălzire pentru consumatorii vulnerabili – concept a cărui definiție juridică încă nu a fost definitivată. În baza acestui studiu s-ar putea dovedi oportună renunțarea la calendarul de dereglementare și liberalizarea definitivă a prețurilor, mai devreme decât este prevăzut în calendarul de dereglementare.
Potenţial de dezvoltare la biomasă
Pentru România, date fiind costul relativ ridicat al carburanților raportat la venit, dificultatea de a integra sursele regenerabile variabile în sistemul electroenergetic național, dezvoltarea neuniformă a rețelei de distribuție a gazului natural (în special în mediul rural), precum și resursele semnificative de materie primă pentru biogaz, aceste tehnologii pe bază de biogaz/biomasă au potențial de dezvoltare în deceniile următoare.
Progrese remarcabile au fost înregistrate în ceea ce privește scăderea costurilor de instalare, mentenanță și operare, respectiv creșterea eficienței tehnologiilor SRE, înspecial cele eoliană și fotovoltaică. Acestea devin competitive fără scheme de sprijin în tot mai multe regiuni din lume, fapt ce transformă modul de funcționare a piețelor de energie electrică și rolul jucat de gazul natural în aceste piețe.
Investiții sunt necesare și în rețelele de distribuție, cu toate că operatorii de distribuție nu au obligația de a publica planuri de dezvoltare a rețelei, actualizate la intervale regulate de timp. Propunerea experților participanți la sesiunea de lucru “Energie electrică” cu privire la introducerea de către ANRE a obligației publicării planurilor de dezvoltare a rețelei pentru operatorii rețelelor de distribuție a energiei electrice ar putea fi luată în considerare și pentru operatorii rețelelor de distribuție a gazului natural.
